蜀南页岩气藏体积压裂效果预测新方法

顾岱鸿，曹国佳，刘广峰

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林719000）

蜀南页岩气藏体积压裂效果预测新方法

顾岱鸿1，曹国佳2，刘广峰1

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.中国石油长庆油田分公司第二采气厂，陕西榆林719000）

针对四川长宁—威远地区龙马溪组页岩储层特点，在完善现有的总有机碳质量分数、渗透率和吸附气体积分数评价方法的基础上，采用灰色关联分析方法修正了储层含气性分类评价标准。综合岩石力学参数、脆性特征、地应力和天然裂缝发育状况，对岩石可压性进行定量分析，应用层次分析法建立了岩石可压性评价标准。通过现场压裂测试分析和裂缝解释，给出了适应于该区的改造体积计算模型，并分别对含气性、可压性和改造体积这三者与产量的相关性进行了分析。结果表明，改造体积与压后产量的相关性最高，含气性次之，可压性最低。综合考虑含气性、可压性和改造体积的影响，建立了多因素压后产量预测模型，预测结果与已有生产井产量拟合较好。实例给出了新方法的计算过程，预测结果更准确。

页岩气；体积压裂；含气性；可压性；压裂测试

0　引言

四川盆地页岩气资源丰富［1-3］，中国石油于2012年设立长宁—威远国家级页岩气示范区，目前累计产气超过8 000×104m3，开发势头良好。示范区生产井普遍采用体积压裂进行储层改造，但由于受储层地质条件、岩石力学性质和压裂参数设计的综合影响，难以对压后效果进行准确分析及预测。目前，对于页岩气有利开发区评价方法研究较多，但含气性影响因素中主要考虑生烃潜力，忽略或只是定性评价储层物性［4］。在可压性评价中，过分突出了岩石脆性指标的重要性，弱化了地应力分布和天然裂缝发育状况的影响［5］。在评价指标中，受储层差异和测量技术条件限制，部分评价指标的计算误差较大［6］。此外，将含气性指标与可压性指标笼统评价，容易造成主次因素颠倒，影响开发决策。目前，体积压裂的改造体积（SRV）一般通过微地震监测估算确定，但费用较高，缺少简单实用的评价方法。鉴于此，本文以示范区志留系龙马溪组页岩为例，应用测井、岩心实验、压裂施工和试采等资料，对各项指标计算方法进行研究，改进了含气性、可压性和压裂改造体积评价方法，建立了新的体积压裂效果预测方法。

1　页岩储层含气性评价

1.1TOC评价方法

本文采用总有机碳质量分数（TOC）作为有机质丰度的评价指标。常用的岩石热解分析仪实测TOC法的局限性在于样品数量有限，空间上不具备连贯性，评价结果受分析岩样代表性、岩屑污染影响较大。利用测井曲线评价烃源岩的基础是测井曲线对岩层TOC差异的响应［7］，正常情况下，TOC越高的岩层，自然伽马测井和密度测井曲线的异常越大，因此，根据测定异常值就能反映出TOC。但本区密度测井受井径、泥饼等影响较大，不适宜用来建立TOC计算模型［8］。本文综合考虑电阻率测井（DTCO）、声波时差测井（lg Rt）和伽马测井（ΔGR）与TOC的关系，给出了适应于计算本区TOC的多元回归方程，见式（1）。该公式计算结果与岩心分析结果相近，可用来快速评价有机质丰度。

TOC=0.031 7DTCO+0.959lg Rt+0.033ΔGR-3.607（1）1.2吸附气体积分数评价方法

研究发现，Langmuir等温吸附曲线与反正切函数曲线类似。分析TOC对吸附气的影响发现：TOC＜2%时，对吸附气体积分数影响较小；TOC≥2%时，影响显著。为此，建立TOC、压力和吸附气体积分数三者的回归方程（见式（2）、式（3）），从而更加准确地计算吸附气体积分数。

式中：A_GAS为吸附气体积分数；p为压力，MPa。

应用式（2）、式（3）计算的吸附气体积分数与实测的罐含气量拟合效果较好，说明该回归公式的计算精度能满足示范区现场吸附气体积分数计算的要求。

1.3渗透率评价方法

常规岩心实验测量渗透率困难大。研究发现，页岩渗透率与孔隙度有着较好的相关性，基于实验数据，得到示范区孔隙度与渗透率的回归方程：

式中：K为渗透率，μm2；φ为孔隙度，%。

1.4含气性评价

目前没有统一的页岩储层含气性评价方法，参考多位学者研究成果［9-12］，建立初步的权重系数表，再根据示范区各项指标计算结果，应用灰色关联分析，对权重系数进行修正，得出10项评价指标权重［13］。其中，总含气量是最重要的指标，其次为TOC。结合示范区实际储层条件，参照北美页岩核心区评价标准，建立储层分类评价标准（见表1）。

表1　储层评价指标权重及标准

对每项指标分类赋值并加权求和，综合评价储层含气性。该评价方法考虑因素全面，权重计算逻辑严密，准确性高，对示范区的适应性好。

从含气性评价结果与测试产量关系图（见图1）可以看出，含气性与测试产量有一定的正相关性，但相关性一般，仅根据含气性因素还不足以预测开发效果。

图1　示范区含气性与测试产量的关系

2　页岩储层可压性评价

页岩储层岩石的可压性是影响体积压裂改造效果的重要因素，只有形成复杂网络裂缝［14］，才能提高气井产能。

2.1岩石力学参数

开展三轴压缩实验得出：示范区页岩储层平均抗压强度较低，为176.3 MPa；平均弹性模量较高，为21.34 GPa；泊松比较小，为0.22。从岩石力学性质分析，示范区储层可压性好。

2.2岩石脆性特征

2.2.1脆性矿物体积分数法

X衍射全岩矿物分析得出：示范区平均石英体积分数为36.98%，碳酸盐岩体积分数为31.49%，黏土矿物体积分数为27.01%。以岩石中脆性矿物石英的比例为脆性指数，平均约为38.71%，脆性中等。

2.2.2修正Rick Rickman方法

Rick Rickman脆性评价方法不适用于蜀南页岩储层，按照建立方法的思路和原理［15］，修正后计算得平均脆性指数为51.78%，具有较好的脆性。这是因为该方法仅从弹性力学角度评价脆性，难以全面反映岩样破裂时综合力学性质，测量结果与实验条件有关，围压越大岩石的塑性越强。而脆性矿物体积分数法是从岩石的矿物组成来分析，岩石脆性不仅与矿物组成有关，还与颗粒胶结强度、孔隙度和矿物颗粒分布等有关。综合弹性模量、泊松比和脆性矿物体积分数3个参数，求平均脆性指数，改善评价结果准确性。

2.3储层地应力

当地应力各向异性较低时，裂缝易转向产生有效的网络裂缝［16］。因此可通过地应力差异系数Kh定量分析地应力各向异性对网络裂缝的影响。示范区平均地应力差异系数较高，为0.37。

2.4天然裂缝

天然裂缝开启的主要决定因素为水平主应力差和人工裂缝与天然裂缝夹角［17-18］。但夹角计算难度大，考虑泊松比对裂缝扩展的影响，简化天然裂缝开启净压力公式（见式（5）），定量评价天然裂缝发育程度。示范区天然裂缝处于不发育—一般发育阶段。

式中：pnet为净压力，MPa；σh为水平最小主应力，MPa；σH为水平最大主应力，MPa；ν为泊松比。

2.5可压性评价

应用层次分析法（AHP法）确定6项指标的权重。结合示范区实际储层岩石力学条件，建立了蜀南地区岩石可压性评价标准（见表2）。

综合含气性和可压性评价结果能更准确地预测开发效果（见图2），因此，评价页岩地质条件时，应从含气性和可压性两方面分析。

表2　可压性评价标准

图2　示范区含气性和可压性与测试产量的关系

3　页岩储层改造效果评价

常规压裂目标为压长裂缝和增加裂缝导流能力，而体积压裂以提高储层改造体积为目的［19］，因此，常用微地震监测来评价压裂改造范围。但在没有进行微地震监测的井上，需要根据施工参数和地层参数确定压裂改造体积。

3.1测试压裂分析

通过压裂测试分析，解释示范区地层压裂参数。以宁X井、威Y井为例，通过多种分析函数，得出长宁—威远地区压裂参数（见表3）。

表3　小型压裂测试解释成果

3.2压裂改造体积评价

以水平井威M-H1井第2段压裂为例，模拟压裂改造体积，地层压裂参数取威远地区测试压裂解释结果，调整模型参数，拟合施工压力，拟合结果见图3。

图3　威M-H1井第2段压力拟合

从模型中解释压裂裂缝延伸情况和SRV，通过与微地震解释压裂改造范围对比（见图4），调整模型参数，从而使得模型解释结果相近于微地震解释结果。

图4　威M-H1井第2段微地震变化

然后，应用该模型模拟其他9段压裂改造体积。解释结果在工程允许误差范围之内（见表4），从而证明了压裂解释模型的可靠性。

表4　威M-H1井SRV模拟结果与微地震结果m

威远地区其他井缺少微地震数据，以威M-H1井解释模型为模板，模拟其他井压裂改造体积。在长宁地区水平井宁M-H1井和直井宁N井开展了微地震监测，并对2口井进行压力拟合和压裂裂缝解释，拟合效果好，以此为基础建立长宁地区直井和水平井压裂解释模板，解释压裂改造体积。研究发现，SRV与测试产量的相关系数达到0.86，SRV越大，产量越高。初步认为，水平井SRV在4 000×104m3以上（见图5），直井SRV在400×104m3以上（见图6），开发效果较好。

图5　示范区水平井压裂改造体积与测试产量的关系

图6　示范区直井压裂改造体积与测试产量的关系

3.3体积压裂效果预测

图7为示范区含气性、可压性、改造体积与测试产量的关系图。从图可以看出，综合考虑可压性、含气性和SRV等因素的产量预测模型预测结果与测试产量相关系数为0.93，可以准确地预测开发效果。这说明考虑体积压裂改造效果，能够更好地分析体积压裂的适应性。而且，对比含气性、可压性和SRV发现：SRV与测试产量的相关性系数最高，为0.86；含气性与测试产量相关性系数居中，为0.50；可压性与测试产量的相关性最低，相关系数为0.30。因此，改造体积是影响体积压裂适应性的最重要因素。

图7　示范区含气性、可压性、改造体积与测试产量的关系

以直井威Z井为例进行压后产量预测。通过储层评价和可压性评价得出该页岩储层开发潜力（见表6）；然后，应用威远地区模拟模板，模拟计算得压裂改造体积（约为800×104m3）。通过线性回归分析建立的直井体积压裂开发效果预测公式为

式中：Q为产量，104m3/d；C为含气性评价结果，%；Y为可压性评价结果，%。

应用式（6）预测该井产量2.68×104m3/d，而该井实测产量2.60×104m3/d，说明预测模型的准确性较高。

4　结论

1）修正了部分指标评价方法，将定性指标定量化，应用灰色关联分析和层次分析方法确定了各项储层评价指标权重，建立了储层分类评价标准，有效提高了评价方法的适应性和评价结果的准确性。

2）影响体积压裂开发效果的三大因素中，压裂改造体积最为重要，可压性影响最小。综合考虑可压性、含气性和改造体积三大因素建立的体积压裂开发效果预测模型，准确度高，适应性较好。

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（编辑史晓贞）

New method for shale gas reservoir volume fracturing effect predicting in southern Sichuan

GU Daihong1，CAO Guojia2，LIU Guangfeng1
（1.College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.No.2 Oil Production Plant，Changqing Oilfield Company，PetroChina，Yulin 719000，China）

In view of the characteristics of Longmaxi Formation reservoir in Changning-Weiyuan，based on the improved evaluation method of TOC，permeability，and adsorbed gas content，the criterion for gas-bearing property classification evaluation of shale gas reservoir is modified by the application of the grey correlation analysis.A quantitative analysis of rock fracturing ability is conducted by taking into account the rock mechanics parameters，brittleness，in-situ stress and natural fracture development condition；and a standard for fracturing ability evaluation is established by the use of analytic hierarchy process.The calculation model for stimulated reservoir volume（SRV）is obtained by fracturing test and fracture interpretation in field，and the correlations between gas-bearing property，fracturing ability，SRV and production are analyzed respectively.The results show that SRV yields the highest correlation，followed by gas-bearing property and fracturing ability.Considering the influence of gas-bearing property，rock fracturing ability and SRV on the fracturing effect comprehensively，a multi-factor productivity prediction model for volume fractured wells is established，and case study shows that the prediction result is more accurate and more applicable.

shale gas；volume fracturing；gas-bearing property；fracturing ability；fracturing test

国家科技重大专项课题“特低渗油藏有效开发技术”（2011ZX05013-006）

TE349

A

10.6056/dkyqt201605017

2016-02-28；改回日期：2016-07-14。

顾岱鸿，男，1970年生，副教授，博士，主要从事油气田开发方面教学与研究工作。E-mail：gudaihong@cup.edu.cn。

引用格式：顾岱鸿，曹国佳，刘广峰.蜀南页岩气藏体积压裂效果预测新方法［J］.断块油气田，2016，23（5）：620-624.

GU Daihong，CAO Guojia，LIU Guangfeng.New method for shale gas reservoir volume fracturing effect predicting in southern Sichuan［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（5）：620-624.